管道防腐技术在长输管线上的应用

中图分类号：TU84 文献标识码：A 文章编号：1673-0992（2011）01-0144-01

摘要：伴随我国经济快速发展的是对能源需求的激增，长输管线是能源输送的关键环节。所以长输管道的防腐对于保障能源的运输，对国民经济的发展至关重要。本文论述各种管道防腐技术在长输管线上的应用及其注意事项。

关键词：长输管线；管道；防腐技术

随着能源市场需要的激增，油、气长输管线发展迅猛。目前我国的石油、燃气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现，由于长输管道均采用埋地方式敷设，穿越地形、地段复杂，土壤性质各异，对管道存在着不同程度的腐蚀，这些管道大部分埋设于地下，长期受到外部土壤和内部介质的强烈腐蚀而经常发生腐蚀泄漏事故，常常导致管道设备非计划性检修、更换和停产，造成了巨大的直接和间接的经济损失。

1长输管道腐蚀的原因及常见类型

1.1 长输管道腐蚀的原因

（1）化学腐蚀 指管道金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。即金属管道直接和介质接触引起的金属离子溶解的过程，在金属表面均匀发生，腐蚀速度缓慢。化学腐蚀是全面的腐蚀，在化学腐蚀的作用下，管壁的厚度均匀减少的。

（2）电化学腐蚀 管道金属表面与离子导电的介质（电解质溶液）发生电化学作用而产生对管道的破坏。即金属和电解质组成原电池所发生的金属电解过程。金属与电解质之间存在一个带电的界面，与此界面有关的因素都会影响腐蚀的进行。其实质是浸在电解质溶液中的金属表面上形成了以金属为阳极的腐蚀电池。腐蚀电池包括异金属接触产生的腐蚀原电池、钢管本身成分含量复杂产生的原电池、氧浓差产生腐蚀原电池、盐浓差腐蚀原电池和直流杂散电流腐蚀、交流杂散电流腐蚀。

1.2 长输管道腐蚀的几个常见类型

（1）管道内壁腐蚀 此类腐蚀影响因素相对来说比较单一，主要受所输送介质和其中杂质的物理化学特性的影响，所发生的腐蚀也主要以电化学腐蚀为主。

（2）管道外腐蚀 目前国内外长输油气管道腐蚀控制主要发展方向，管道检测也重点针对因外腐蚀造成的涂层缺陷及管道缺陷。外防腐层的外力破损，外防腐层的质量缺陷，钢管的质量缺陷，管道埋设的土壤环境腐蚀都会引起管道外腐蚀。

（3）管道的应力腐蚀破裂 管道在拉应力和特定的腐蚀环境下产生的低应力脆性破裂现象称为应力腐蚀破裂，它不仅能影响到管道内腐蚀，也能影响到管道外腐蚀。

2. 应用中的长输管道防腐技术

2.1 阴极保护防腐技术

埋在土壤中的金属管道由于各种原因管道表面将出现阳极区和阴极区，并在阳极区发生局部腐蚀。阴极保护是指将被保护金属进行阴极极化，使电位负移到金属表面阳极的平衡电位，消除其化学不均匀性所引起的腐蚀电池，使金属免遭环境介质如土壤的腐蚀，即用辅助阳极或牺牲阳极材料的腐蚀来代替被保护管道、设备的腐蚀，从而达到延长被保护管道的使用寿命，提高其安全性和经济性的目的。使用阴极保护时，被保护的金属管道应有良好的防腐绝缘层，以降低阴极保护的费用。阴极保护技术根据保护电流的供给方式，可分为牺牲阳极法和强制电流法两种保护方法。采用牺牲阳极法的主要优点有：无需外部电源、对外界干扰少、安装维护费用低、无需征地或占用其它建构筑物、保护电流利用率高等，

2.2 涂料防腐技术

涂料使用的目的决定了防腐层对它的基本性能要求，如粘结力、耐土壤应力、抗微生物侵蚀能力、化学稳定性、机械性能、吸水性、电绝缘性、抗阴极剥离等。

实验室对各种防腐层附着力、阴极剥离、抗冲击性能、吸水性、热水浸泡、土壤应力各项指标进行对比，得出如下评价结果：

（1）胶带防腐层。胶带防腐层呈现出较高的抗冲击、低吸水率、中高阴极剥离和适中的附着力值。但在高温（60℃）下阴极剥离超标，不能使用。在现场的土壤应力试验中，发现胶带耐土壤应力性能较低，对具有土壤应力的环境中不应使用，高温沙漠地区不宜使用。

（2）FBE防腐层。FBE防腐层具有极好的附着力、低阴极剥离值，相对较低的抗冲击性和适中的吸水性。对单层FBE，当温度升高时防腐层对附着力的损失和阴极剥离增加比较敏感。而双层FBE防腐层在高温条件下表现了较好的性能。正如所预料的那样，吸水率随着温度的升高而增加，然而所得到的结果仍然在可以接受的范围以内。由于防腐层的吸水率较高，对于阴极保护电流不会起到屏蔽作用。

（3）挤塑聚乙烯。挤塑聚乙烯防腐涂层具有较好的附着力、较好的抗冲击性、较低的吸水率，热水浸泡下的性能较差，可接受的阴极剥离值。

（4）多层结构防腐层。多层结构防腐层表现出良好的性能，具有较高附着力、较高抗冲击性、热水浸泡下有良好的性能、低阴极剥离值、低吸水率、在热水浸泡后仍保持较好的附着力。

油气管道内壁腐蚀控制技术输气管道因天然气中含有H2S、CO2和水等腐蚀性介质，均存在腐蚀问题。特别是在积水管路地段，管道开裂事故时有发生。西南油气田分公司开发了新型的管道缓蚀剂，并开展了检测评价工作，在管网上建立了在线监测系统，有效地抑制了天然气管道内壁的腐蚀[3]。生产的GP-1型缓蚀剂已在多处内腐蚀较严重的地段使用，取得了良好的效果，目前该产品已进入国际市场，用于苏丹的GNPOC油气田。

3长输管线防腐技术应用的注意事项

我国管道防腐技术发展很快，但与发达国家相比，尚存在不少问题，如:涂层质量不稳定、成本高，缺乏竞争力，跟踪检测技术落后，管道剩余寿命评估技术落后，补口技术落后等[4]。以后再发展长输管道防腐技术应用工作方面应注意以下几点：

第一，加强质量控制，严格进行生产;

第二，加强科研的投入，积极开拓符合我国国情的新技术;

第三，加强管道科学化管理，有计划地实施管道的腐蚀检测，及时进行维护和检修。

第四认真做好管道剩余寿命评估工作，应用管道修复技术，及时做好修复工作。选择合理的修补技术和材料，加强科学研究，提高补口技术。

随着我国经济的快速发展，油气管道防腐技术的应用日益广泛，对技术水平要求越来越高。及时总结管道防腐技术的应用状况，对于与时俱进地掌握国内外先进技术，对于指导我们理论联系实际有着重要的意义

参考文献：

[1] 胡士信.管道阴极保护技术现状与展望[J].腐蚀与防护，2004，25(3):93～101.

[2] 胡士信.阴极保护工程手册.北京:化学工业出版社，1999.

[3] 刘熠，陈学峰.西南油气管道内壁腐蚀的控制[J].腐蚀与防护， 2007， 28(5): 256-258.